新型页岩气井压裂技术及其应用探究.docVIP

新型页岩气井压裂技术及其应用探究摘要：本文在总结分析页岩气储层的岩性、物性、天然裂缝与力学性质特征的基础上,依据复杂裂缝形成机理,提出了压裂形成复杂缝网、增大改造体积的基本地层条件的观点,归纳了直井和水平井体积压裂改造工艺技术方法等。 关键词：页岩气 体积压裂 缝网 剪切裂缝 水压裂 监测 建议 页岩气因其储层渗透率超低、气体赋存状态多样等特点,决定了采用常规的压裂形成单一裂缝的增产改造技术已不能适应页岩气藏的改造,必须探索研究新型的压裂改造技术,方能使其获得经济有效地开发。 一、页岩气基本特征 页岩气开采深度普遍小于3000m ，其储层典型特征为：①石英含量大于28%，一般为40%~50%，遭受破坏时会产生复杂的缝网；②页岩气储层致密，孔隙度为4.22%~6.51%，基质渗透率在1.0mD 以下；③页岩微裂缝发育，页岩气在裂缝网络系统不发育情况下，很难成为有效储层；④页岩气有机质丰度高，厚度大，有机碳含量一般大于2%，成熟度为1.4%~3.0%，干酪根以Ⅰ~Ⅱ 型为主，有效厚度一般在15~91m ；⑤页岩脆性系数高，容易形成剪切裂缝，如Barnett 页岩杨氏模量为34000~44 000mPa ，泊松比为0.2~0.3 ；⑥页岩气主要有吸附态、溶解态和游离态3 种赋存状态，其赋存状态要求有大的改造体积，这样才会获得高产。 二、页岩气井体积压裂技术 体积压裂是指在水力压裂过程中，使天然裂缝不断扩张和脆性岩石产生剪切滑移，形成天然裂缝与人工裂缝相互交错的裂缝网络，从而增加改造体积，提高初始产量和最终采收率。 页岩气储层渗透率超低，厚度大，天然裂缝发育，气体主要以吸附态吸附在有机质表面，常规改造形成单一裂缝很难获得好的增产效果。数值模拟研究表明，页岩气储层改造的体积（SRV ，106 ft3 ；1 ft3 ＝0.028 317m3 ）越大，压后增产效果越好。但要实现体积改造，除地层要具备体积压裂的基本条件外，压裂改造工艺方法也十分关键。 1.直井滑溜水大型压裂技术 1.1压裂工艺 压裂工艺体现了“两大、两小”特征，“两大”是指：①大排量，施工排量10m3/min 以上；②大液量，单井用液量2 271~5 678m3 。“两小”是指：①小粒径支撑剂，支撑剂一般采用70/100目和40/70目陶粒，②低砂比，平均砂液比为3%~5%，最高砂液比不超过10.0%。 1.2压裂液体系 压裂液体系以滑溜水为主，滑溜水可以采用阴离子聚合物，也可以用低浓度瓜胶。 2.水平井分簇射孔分段压裂技术 2.1分簇射孔技术 为了压裂形成网状裂缝、提高改造体积，采用分簇射孔技术，每级分4~6 簇射孔，每簇长度0.46~0.77m，簇间距20~30m，孔密16~20孔/m，孔径13mm，相位角60°或者180° 。 2.2分段压裂技术施工步骤 施工步骤为：①第一段采用油管或连续油管传输射孔，提出射孔枪；②从环空进行第一段压裂；③凝胶冲洗井筒；④用液体泵送电缆＋ 射孔枪＋ 桥塞工具入井；⑤电引爆座封桥塞，射孔枪与桥塞分离，试压（约过射孔段25m）；⑥拖动电缆带射孔枪至射孔段，射孔，拖出电缆；⑦压裂第二层，重复步骤④~⑦，实现多层分段压裂。 2.3压后桥塞处理 压后用连续油管磨铣或Φ73mm＋Φ101.6mm的5 刃刀钻掉桥塞，合层排液求产。 3.页岩气体积改造效果 采用上述方法，通过井下微地震波测试，证实页岩气直井滑溜水大规模压裂和水平井分簇射孔分段压裂形成网络裂缝，提高了压裂体积。 三、对国内页岩气井压裂改造技术的建议 我国因沉积环境与条件的差异，各盆地与地区页岩气非均质性非常强，因此，各盆地与地区页岩气对压裂改造技术适应性，将是一个长期研究与探索的过程，不可能一蹴而就。 1.复杂裂缝形成的机理研究：①岩性、物性、力学性质与天然裂缝条件；②最大与最小主地应力差异；③剪切裂缝形成机制。 2.体积压裂工艺技术方面：①体积压裂油藏数值模拟研究；②水力裂缝间距与导流能力优化；③体积压裂实施与控制技术研究，包括同步压裂技术等。 3.体积压裂适合材料研究。 4.先试验直井，在直井试验成功取得经验后再向水平井拓展。 5.裂缝监测技术方面要大力发展井下微地震监测技术，以评价页岩气压裂复杂裂缝扩展情况，指导现场压裂设计与评估效果。 四、结论与认识 实践表明:页岩气储层获得体积压裂后不仅初期产量高,而且更有利于长期稳产;在我国压裂增产改造将是开发页岩气最重要的技术手段。 1.页岩气在国外得到了很好的开发利用，而国内页岩气开发研究则处于起步阶段，亟待攻关研究其增产改造技术。 2.页岩气主要